1.2. Геолого – физическая характеристика визейской залежи
В геологическом строении территории Мишкинского месторождения [2] принимают участие отложения девонского, каменноугольного, пермского и
четвертичного возрастов, залегающих на породах протерозойской группы,
16
вскрытой на глубине 2300 – 2400м. скважинами – 182, 185, 189. На дневную поверхность выходят отложения татарского, казанского и уфимского яруса верхней перми, а на крайнем севере - отложения нижнего триаса.
В визейском ярусе выделяются нижний подъярус в объеме кожимского надгоризонта и верхний - окский надгоризонт (рис.1).
После разведочного и эксплуатационного разбуривания в визейских отложениях нижнего карбона [3] выделены пласты тульского горизонта – С-II, C-III, C-IV, (по старой индексации Тл-0, Тл-I, Тл-II) и С-V, С-VI, C-VII – (по старой индексации Бб-I, Бб-II, Бб-III) бобриковский горизонт (рис.2).
Окский надгоризонт [1,2,3] состоит из тульского горизонта. Тульский горизонт cложен песчаниками, алевролитами, которые местами переходят в глинистые разности. Пласты разделены прослоями аргиллитов и плотных алевролитов толщиной 0,5 – 2,0м.
Кожимский надгоризонт [1,2,3] представлен бобриковским горизонтом. Бобриковский горизонт сложен песчанистыми, алевролитавыми прослоями, разделенными пропластками глин и аргиллитов.
Наиболее регионально распространены пласты C-III, C-IV, С-V, С-VI, C-VII. Плотные разделы между пластами C-III, C-IV и С-V, С-VI местами выклиниваются и указанные пласты сливаются, образуя единую сложную гидродинамическую систему. Нефтяной пласт C-VII, залегает в подошве бобриковского горизонта и отделен от вышележащего С-VI пластом аргиллитов толщиной около 10м. который прослеживается во все скважинах.
По кровле терригенных отложений тульского горизонта Мишкинская зона поднятий представляет собой антиклинальную структуру [1,2,3] северо-западного простирания, осложнённую куполами (Западно-Воткинский, Восточно-Воткинский, черепановский), которые ступенчато понижаются на запад и на восток от наиболее приподнятого Западно-Воткинского купола. Визейская залежь нефти, экранирована в кровле тульского горизонта толщей аргиллитов, мергелей и алевролитов (15 – 20м.).
Наиболее крупная залежь связана с Западно-Воткинским поднятием.
Здесь продуктивные пласты сложены прослоями и слоями чередующихся между собой песчано-алевролитовых и глинистых пород. Общая толщина продуктивной части разреза на Западно-Воткинской структуре изменяется от
17,4 м. до 22,2 м., нефтенасыщенная – от 7,4 м. до12,8 м. (рис.3), пористость коллекторов от 5 % до 31 % (в среднем 16,2 %), проницаемость составляет
Рис.1. Сводный литолого-стратиграфический разрез Удмуртской республики
0,285 мкм2. первоначальные дебиты скважин варьировались в пределах от 2,8 м3/сут. до 24,7 м3/сут. нефти. ВНК зафиксирован на отметках -1309-1311,5 м. размеры залежи 8,0 х 4,5 км., высота 31,5 м.; по типу относится к пластовому сводовому, участками частично литологически ограниченному.
Залежь нефти на Восточно-Воткинском участке по своим геологическим, литологичеким, физико-петрографическим и другим параметрам тождественна вышерассмотренной залежи, но отличается небольшими размерами и высотой. Так, по длине она составляет 3,2 км., ширине – 1,8 км., высоте – 6,5 м. В связи с незначительной высотой её добывные возможности невелики. Наибольшие дебиты скважин отмечены в сводовой части поднятия, где приток нефти из пласта составил 9,6 м3/сут. В склоновых частях структуры по данным ГИС пласты в разрезе скважин представлены слабо проницаемыми коллекторами, слабо насыщенными нефтью.
В пределах Черепановского купола нефтенасыщенные толщины пластов варьируют в пределах 1,26-4,45 м., в среднем 2,3 м. (рис.3); пористость составляет 5,7-31 % (в среднем 16,2 %). Дебиты разведочных скважин изменялись по участку от 1 м3/сут. до 16,8 м3/сут. ВНК зафиксирован на отметках – 1323,5-1345 м. Размеры залежей нефти не более 2,2 х 1,8 км., высота 13 м. По типу относятся к пластовому сводовому .
Для пластов визейской залежи [2] коэффициент песчанистости составил 0,47, коэффициент вариации песчанистости 0,14. Следовательно, эффективная толщина пластов по площади сравнительно выдержана. Коэффициент расчлененности равен 6,1 при коэффициенте вариации 0,327. Количество опробованных скважин равно 211.
В период с 1999 по 2003 гг. на визейскую залежь скважины не бурились. Но залежь вскрыта 12 горизонтальными скважинами, пробуренными на турнейский объект.
По результатам бурения новых скважин, переинтерпретации материалов ГИС [3,4] получены новые данные о геологическом строении месторождения. С учетом полученных данных выполнено определение подсчетных параметров
Рис.2. Схематический геологический разрез отложений визейского яруса
пористости и нефтенасыщенности, внесены изменения в построения структурных карт и карт толщин.
В среднем общая толщина терригенных отложений визейского яруса [3,4] составляет 24,19 м, при изменении от 17,2 м до 43 м. Средняя эффективная толщина 9,8 м, средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина – 7,16 м, при утвержденной 6,7 м. Пористые и проницаемые разности песчаников и алевролитов образуют линзы, пропластки и пласты, не выдержанные ни по площади, ни по разрезу. На небольших расстояниях песчаники замещаются алевролитами и глинистыми песчаниками. Уточненная средневзвешенная по толщине пористость визейской залежи нефти составила 20 %, при утвержденной 14,3 %, нефтенасыщенность 71 % при утвержденной 78 % . Проницаемость составляет 0,285 мкм2. Уровень ВНК на абс. отм. -1311,5 м , -1327,5 м. Изменение подсчетных параметров по залежи от -28,4 % (толщина) до +39,9 % (пористость). Характеристика объекта приведена в таблицах 1,2,3.
Таблица 1
Характеристика толщин визейского объекта
Толщины |
Ед.изм |
В среднем по пласту |
Общая среднее значение интервал изменения коэффициент вариации |
м м доли ед |
24,19 17,2-43 0,074 |
Эффективная среднее значение интервал изменения коэффициент вариации |
м м доли ед |
9,8 7,4-12,8 0,214 |
Эффективная нефтенасыщенная среднее значение интервал изменения коэффициент вариации |
м м доли ед |
7,16 1,1-12,8 0,346 |
23
Таблица 2
Статистические показатели характеристик неоднородности
визейского объекта
Параметры |
Показатели |
Ед.изм |
Визейский |
Коэффициент песчанистости |
количество определений среднее значение коэффициент вариации |
скв
доли ед |
211 0,47 0,14 |
Коэффициент расчлененности |
количество определений среднее значение коэффициент вариации |
скв
доли ед |
211 6,1 0,327 |
Таблица 3
Геолого – физическая характеристика визейского объекта
Параметры |
Визейский |
||
Тех.схема |
Авторский надзор |
% изменения |
|
Средняя глубина залегания, м |
1425 |
0 |
|
Тип залежи |
пласт |
пласт |
|
Тип коллектора |
терриген. |
|
|
Площадь нефтеносности, тыс.м2 (категория В+С1+С2) |
41991,9 |
38031 |
-9,4 |
Средняя общая толщина, м |
19,2 |
24,19 |
26 |
Средняя нефтенасыщенная толщина, м |
6,7 |
7,16 |
6,9 |
Средняя водонасыщенная толщина, м |
5 |
11,52 |
130,4 |
Пористость, % |
14,3 |
20 |
39,9 |
Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, % |
78,3 |
71 |
-9,3 |
Проницаемость, мкм2 |
0,285 |
0,285 |
0 |
Коэффициент песчанистости, доли ед |
0,47 |
0,33 |
-28,4 |
Коэффициент расчлененности, доли ед |
6,1 |
8,77 |
43,8 |
Начальная пластовая температура, °С |
31 |
30 |
-3,2 |
Таблица 3 (продолжение)
Параметры |
Визейский (терригенный) |
||
Тех. схема |
Авторский надзор |
% изменения |
|
Начальное пластовое давление, МПа |
15,6 |
13,7 |
11,4 |
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с |
34,2 |
30,42 |
-11,1 |
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 |
0,874 |
0,8951 |
2,4 |
Плотность нефти в поверхностных условиях т/м3 |
0,905 |
0,9086 |
0,4 |
Абсолютная отметка ВНК, м |
1311,5 -1327 |
1311,5 -1327 |
0 |
Объемный коэффициент нефти, доли ед |
1,011 |
1,025 |
1,4 |
Содержание серы в нефти, % |
3,23 |
3,24 |
0,3 |
Содержание парафина в нефти, % |
4,51 |
4,25 |
-5,8 |
Давление насыщения нефти газом, МПа |
9,82 |
8,2 |
-16,5 |
Газосодержание нефти, м3/т |
11,37 |
12,50 |
3,1 |
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 |
1,175 |
1,173 |
0 |